Idrogeno nella rete gas e biometano: miscelazione, limiti e conseguenze per gli utenti

L'aggiunta di idrogeno alla rete gas (blending) è considerata un modo per utilizzare gli eccessi di energia rinnovabile, ma ha un effetto climatico e tecnico limitato. L'idrogeno ha in un metro cubo circa tre volte meno energia del metano (circa 3 kWh/m³ contro circa 10 kWh/m³), quindi una miscela contenente il 20% di idrogeno in volume ha una densità energetica inferiore di circa il 14%, e l'energia proveniente dall'idrogeno rappresenta solo circa il 7%. La riduzione delle emissioni di CO₂ è quindi dell'ordine di pochi punti percentuali, mentre le conseguenze per i dispositivi e le misurazioni possono essere significative. Il biometano, sotto questo aspetto, è più semplice, poiché ha proprietà simili al gas naturale e non richiede modifiche all'infrastruttura.

Calcolo per il 20% di H₂ (in volume)

Ipotesi: gas di rete ≈ metano puro con 9,97 kWh/m³ (potere calorifico inferiore), idrogeno con 3,0 kWh/m³.

• Energia della miscela: 0,8 × 9,97 + 0,2 × 3,0 = 7,98 + 0,60 = 8,58 kWh/m³ (riduzione di circa il 14%).
• Quota di energia proveniente dall'idrogeno: 0,60/8,58 ≈ 7%.
• Per fornire la stessa energia, è necessario trasportare un volume maggiore di circa il 16% (9,97/8,58 ≈ 1,16).
• Riduzione delle emissioni di CO₂ durante la combustione: circa il 7% (ipotizzando che l'idrogeno non emetta CO₂ durante la combustione).

Per il 10% di idrogeno in volume, la quota di energia è di circa il 3,5%. Ciò indica un modesto beneficio climatico rispetto alla portata dei cambiamenti.

Conseguenze tecniche

1. Indice di Wobbe e potere calorifico. Cambiano i parametri di combustione; gli apparecchi domestici e industriali progettati per il gas naturale potrebbero richiedere regolazioni.
2. Misurazioni per la fatturazione. I contatori del gas e i cromatografi devono essere adattati alla nuova composizione; le differenze nel potere calorifico complicano la fatturazione.
3. Materiali. L'idrogeno può causare infragilimento da idrogeno in alcuni acciai, specialmente nelle reti ad alta pressione; i limiti dipendono dal materiale, dalla pressione e dall'età dell'infrastruttura.
4. Stoccaggi di gas e compressori. Cambiano i parametri di funzionamento; l'idrogeno richiede guarnizioni diverse.
5. Industria. Alcuni processi (ad esempio, la produzione di vetro, chimica) sono sensibili alla composizione del gas.
6. Veicoli a CNG. I motori e i serbatoi hanno limitazioni riguardo al contenuto di idrogeno, spesso molto basse.

Studi e progetti dimostrativi in diversi paesi (tra cui il Regno Unito, dove sono state testate miscele fino al 20% di H₂ in reti dedicate) mostrano che percentuali più elevate sono possibili localmente dopo la preparazione dei dispositivi, ma le soluzioni non possono essere facilmente estese a intere reti.

Regolamentazione

Nel 2024, l'UE ha adottato un pacchetto relativo al mercato dei gas rinnovabili, del gas naturale e dell'idrogeno (tra cui la direttiva (UE) 2024/1788 e il regolamento (UE) 2024/1789), che disciplina le regole di accesso alla rete, la pianificazione dell'infrastruttura per l'idrogeno e il trattamento dei gas rinnovabili. Le questioni relative alla percentuale ammissibile di idrogeno nella rete e alle norme sulla qualità del gas rimangono oggetto di lavori di normazione e accordi tra gli operatori. In Polonia, i limiti e i requisiti sono stabiliti dagli operatori sulla base di regolamenti e norme; i valori esatti devono essere verificati presso l'operatore.

Il biometano come alternativa

Il biometano non modifica le proprietà del gas nella rete, quindi non richiede ristrutturazioni né cambiamenti nei dispositivi, riducendo al contempo l'impronta di carbonio del gas. Per confronto: per ottenere una riduzione delle emissioni del 7%, è sufficiente che il biometano con una bassa impronta di carbonio rappresenti il 7-8% dell'energia nella rete, senza alcuna modifica nella ricezione. L'idrogeno, invece, ha applicazioni in cui il biometano non è sufficiente (ad esempio, processi chimici), ma la sua immissione nell'intera rete è una soluzione limitata.

Esempio: costo dell'energia per la miscelazione

Un elettrolizzatore da 5 MW che opera 4000 h/anno produce circa 385 t di H₂ (20 000 MWh/52 kWh/kg), ovvero circa 4,3 milioni di m³ di H₂ (385 000 kg/0,0899 kg/m³). In una rete con un flusso di 100 milioni di m³ di gas all'anno, l'immissione di 4,3 milioni di m³ di idrogeno rappresenta solo circa il 4% in volume e circa l'1,3% dell'energia. Il calcolo mostra che anche un grande impianto ha un impatto limitato sulla composizione dell'intera rete, ma richiede quasi gli stessi adattamenti nelle misurazioni.

Conclusioni

1. La miscelazione dell'idrogeno con il gas nella rete è una soluzione complementare, non principale.
2. L'idrogeno dovrebbe essere indirizzato verso applicazioni in cui offre il massimo valore.
3. Il biometano è direttamente compatibile con l'infrastruttura esistente.
4. Ogni decisione sull'ammissione dell'idrogeno nella rete richiede un'analisi dei materiali, dei dispositivi degli utenti e delle misurazioni.

Cosa succede agli utenti sensibili

Alcuni utenti, come i produttori di vetro o ceramica, le stazioni CNG e gli impianti che utilizzano il gas come materia prima, sono particolarmente sensibili alle variazioni di composizione. Per loro, la percentuale ammissibile di idrogeno può essere molto bassa, e l'immissione locale richiederebbe reti dedicate o la separazione dei flussi. Pertanto, le idee di miscelazione dell'idrogeno sono solitamente integrate con piani per la costruzione di un'infrastruttura dedicata all'idrogeno per i maggiori utenti.

Sintesi

L'idrogeno nella rete gas è un'opzione tecnica ed economica con un impatto climatico limitato, mentre il biometano offre un beneficio comparabile senza modifiche all'infrastruttura.